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GENERALITES SUR LE TRANSPORT INTERNATIONAL
DU GAZ
Cours rédigé par Monsieur CAROUGE
1.1.
Intervenant : Monsieur Luc JOIN-LAMBERT
Chef de la Division Opérations et Projets internationaux
Service Etudes
Direction Production Transport
GAZ DE France
Ce document n’est diffusable qu’en accompagnement d’une action de formation TRAN.95.4.CARO

TABLE DES MATIERES
QUELQUES ELEMENTS STATISTIQUES........................................................ 1
Le gaz naturel dans le monde....................................................................1
CONSOMMATIONS - RESERVES ............................................................1
TRANSPORT DU GAZ ...............................................................................2
LES RESEAUX DE GAZODUCS ............................................................................. 3
LE TRANSPORT MARITIME.................................................................................. 5
COMPARAISON ENTRE DIVERS MODES DE TRANSPORTS......................... 5
Le gaz naturel en France.......................................................................................6
LES APPROVISIONNEMENTS.................................................................6
LE RESEAU DE TRANSPORT ...................................................................7
QUELQUES ORIENTATIONS TECHNIQUES................................................9
La conception des réseaux de gazoducs:
orientations générales, tendances ........................................................................9
CONCEPTION GENERALE DES RESEAUX...........................................9
GAZODUCS: CHOIX DES MATERIAUX..............................................10
STATIONS DE COMPRESSION..............................................................10
La construction des réseaux de gazoducs:
orientations générales, tendances ......................................................................11
L’exploitation des réseaux de gazoducs:
orientations générales, tendances.....................................................................11
Le transport maritime sous forme de gaz naturel liquéfié ..........................12
LA LIQUEFACTION .................................................................................12
LES NAVIRES METHANIERS.................................................................13
LES CUVES AUTO PORTEUSES ......................................................................... 13
LES CUVES INTEGREES A LA COQUE DU NAVIRE..................................... 13
LES RESERVOIRS TERRESTRES.............................................................14
LES INSTALLATIONS DE REGAZEIFICATION .................................14
Le stockage du gaz naturel................................................................... 14
CONCLUSION...............................................................................................................17

GENERALITES SUR LE TRANSPORT DU GAZ NATUREL 1/17
QUELQUES ELEMENTS STATISTIQUES
Le gaz naturel dans le monde
Pendant longtemps, le gaz naturel a été considéré comme un sous-produit du
pétrole; il était brûlé à la torche sur de nombreux gisements. Il a commencé à être
utilisé aux Etats-Unis, dans l’industrie d’abord, puis pour des usages domestiques en
se substituant peu à peu au gaz manufacturé.
Son développement a ensuite été très rapide, grâce à l’abondance de ses réserves, à
leur répartition sensiblement plus équilibrée que celle des réserves pétrolières et à
son excellente qualité pour le consommateur final.
Mais le coût de son transport pèse de plus en plus lourd. Jusqu’à ces dernières
années, les grandes zones productrices coïncidaient avec les grandes zones
consommatrices. Ce n’est plus le cas aujourd’hui: les pays industrialisés occidentaux
ne disposent que de 11% des réserves prouvées de gaz ‘naturel alors qu’ils
représentent 49% de la consommation mondiale. Au plan local, ce phénomène se
répète; c’est notamment le cas en Amérique du Nord avec les découvertes des zones
arctiques, dans l’ex-URSS où l’essentiel des ressources se situe maintenant en Sibérie,
en Europe de l’Ouest avec l’importance prise par la mer du Nord...
Le transport du gaz sur des distances de plus en plus longues et dans des conditions
de plus en plus sévères devient une nécessité impérative pour assurer son
développement.
CONSOMMATIONS - RESERVE
En 1993, la consommation de gaz naturel dans le Monde s’est élevée à 2 158 milliards
de m3 contre 1263 en 1975, soit un taux de croissance moyen proche de 3% par an. Ce
taux est nettement inférieur au taux moyen constate entre 1950 et 1975: + 7,5% par
an. Il est néanmoins supérieur au taux de croissance moyen de l’ensemble des
consommations énergétiques: + 2,0% par an de 1975 à 1993. En conséquence, la part
du gaz naturel dans la consommation mondiale d’énergie continue de croître; elle est
passée de 10% en 1950 à 23% en 1993.
Les réserves mondiales de gaz naturel étaient estimées, au 1er janvier 1994, à 148 200
milliards de m3 représentant soixante deux années de production actuelle. Elles
correspondent, en contenu énergétique, à 98% des réserves prouvées de pétrole qui,
cependant, ne représentent qu’une quarantaine d’années de consommation. Depuis
quelques années, les volumes de gaz découverts sont supérieurs aux consommations
d’où un accroissement des réserves (sauf en Amérique du Nord et plus récemment
en Europe Occidentale).
Il faut noter que la recherche actuelle d’hydrocarbures s’oriente vers une exploration
du sous-sol très profond (plus de 3500 m de profondeur) où seuls les hydrocarbures
gazeux peuvent exister, ce qui ne peut qu’accentuer la différence de tendance entre
gaz et pétrole.

Actuellement, 39% des réserves mondiales sont situées en ex-URSS où l’on trouve les
plus larges accumulations de gaz naturel jamais découvertes: neuf des dix-huit
gisements supergéants’ du globe. En particulier, Urengoy, avec 7 800 milliards de m3
de réserves prouvées dépasse l’ensemble des réserves de l’Amérique du Nord et
Yamburg, 4 800 milliards de m3, approche celles de l’Europe Occidentale.
Au-delà de ces réserves raisonnablement démontrées, les évaluations de ressources
ultimes (réserves prouvées + probables + possibles) laissent apparaître un potentiel
total beaucoup plus considérable. La progression de ces ressources s’inscrit, elle
aussi, sur une trajectoire fortement ascendante au cours des trois dernières décennies,
d’environ 100 000 à 150 000 milliards de m3 en 1960, 275 000 à 325 000 dans les
estimations les plus récentes.
Par ailleurs, à ces ressources de gaz conventionnel, pourraient s’ajouter des
ressources de gaz naturels non conventionnels, dont certaines sont déjà exploitables
dans les conditions techniques et économiques actuelles: grisou de mines de charbon,
méthane dissous dans certains aquifères, hydrates de gaz dans les pergélisols des
zones arctiques, éventuellement méthane magmatique.
Le développement de la demande, entraînant la mise en valeur future de ces
réserves, s’accompagnera d’un développement du transport de gaz naturel à grande
distance.
TRANSPORT DU GAZ
En 1885, la première ligne de transport de gaz naturel était mise en service; il
s’agissait d’une conduite de diamètre 200 mm et de longueur 135 km entre la
Pennsylvanie et Buffalo, dans 1’Etat de New York. En 1964-65, étaient inaugurés les
premiers transports réguliers de gaz naturel liquéfié entre l’usine de liquéfaction
d’Arzew (Algérie) et les terminaux méthaniers de Canvey Island (Royaume-Uni) et
du Havre (France). Il s’agit là des deux formes de transport utilisées dans l’industrie
du gaz naturel: la canalisation pour le “gaz” à l’état gazeux et le navire méthanier
pour le “gaz” à l’état liquide.
On peut dire que tout m3 de gaz naturel produit est transporté sous l’une et/ou
l’autre de ces formes avant consommation. Ce transport a été longtemps
international. Le commerce international du gaz naturel ne représentait que 1% du
volume total produit en 1960. L’éloignement croissant des lieux de production et de
consommation a entraîné une augmentation de ce commerce, le portant à 347
milliards de m3 soit 16% du gaz naturel -consommé (dont 83 milliards de m3 sous
forme de gaz naturel liquéfié).
En 1993, les principaux pays exportateurs étaient l’ex-URSS (29% du commerce
international), le Canada (18%), les Pays-Bas (13%), l’Algérie (10%), l’Indonésie (9%)
et la Norvège (7%). Les principaux pays importateurs étaient l’Allemagne (19%), les
1 gisement supergéant: plus de 1000 milliards de m
3
de gaz récupérable

Etats-Unis (18%), le Japon (15%), l’Italie (10%), la France (9%), la Tchécoslovaquie
(4%) et la Belgique (4%).
LES RESEAUX DE GAZODUCS
Hors d’Europe Occidentale, les réseaux les plus importants sont concentrés dans les
régions suivantes:
• l’Amérique du Nord: l’ensemble du réseau, historiquement le plus ancien, est
extrêmement maillé et enchevêtré; il s’étend jusque dans les zones arctiques
(Alaska);
• l’ex-URSS: ce pays a réalisé un effort important pour mettre en valeur ses
réserves de gaz; le réseau de transport atteint actuellement plus de 200 000 km.
A titre d’exemple de réalisation, le gazoduc Urengoy-Uhzgorod destiné à
l’exportation du gaz du gisement d’urengoy a une longueur de 4 451 km dont 120
sont posés sur un sol éternellement gelé et un millier d’autres dans la toundra
marécageuse et la taïga. L’artère franchit deux massifs montagneux, l’Oural et les
Carpates, et quelques huit cents cours d’eau dont certains sont très importants, la
Volga, le Dniepr, le Don. 2,7 millions de tonnes de tubes d’acier de 1420 mm de
diamètre ont été assemblés grâce à 2 100 km de soudures. Quarante stations de
compression d’une puissance totale de 3 000 MW complètent le système de transport;
• l’Algérie: parmi les pays d’Afrique, l’Algérie possède un important réseau de
gazoducs destiné principalement à évacuer le gaz du gisement d’Hassi R’Mel vers
les usines de liquéfaction de la côte méditerranéenne ainsi que vers l’Italie via la
Tunisie (système TransMed);
• le Mexique et l’Argentine ont développé des systèmes de transport importants
pour exploiter leurs ressources nationales;
• l’Iran: son réseau de transport est actuellement sous-exploité du fait de la non-
application des contrats de vente signés avant la révolution avec certains pays
d’Europe Occidentale.
Pour assurer leurs approvisionnements respectifs, les sociétés gazières européennes
en sont arrivées à tisser des interconnexions entre chacun de leur réseau propre et les
différentes sources de gaz naturel. L’existence de ces interconnexions et
l’organisation concertée des mouvements de gaz, grâce à des relations étroites entre
les centres de contrôle (“dispatching”) des différents pays, permettent des échanges
et une assistance mutuelle, et donc garantissent une certaine sécurité
d’approvisionnement.
L’ensemble des principaux ouvrages du réseau de transport terrestre européen (hors
réseaux d’intérêt national seul) a une longueur cumulée de plus de 6 000 km. En
1993, ce réseau a permis aux pays d’Europe Occidentale d’importer 150 milliards de
m3 en provenance pour plus de la moitié de pays tiers.

Les principaux ouvrages réalisés en Europe Occidentale sont:
• les gazoducs de gaz de Groningue qui relient les Pays-Bas à l’Allemagne et, via
la Belgique, à la France (Taisnières, près de Maubeuge),
• le gazoduc sous-marin Norpipe qui collecte du gaz de la mer du Nord
norvégienne (zone d’Ekofisk) vers Emden, en Allemagne. Il se prolonge d’une
part en Allemagne, d’autre part par le réseau de transport néerlandais puis, pour
l’alimentation de la Belgique et de la France, par la canalisation Ségéo aboutissant
à la frontière franco-belge à Taisnières,
• le gazoduc sous-marin Statpipe qui collecte le gaz des gisements du nord de la
mer du Nord norvégienne, Statfjord, Heimdal et Gullfaks, vers Ekofisk où il
rejoint le Norpipe,
• les gazoducs Megal (Allemagne) et Wag (Autriche) qui assurent à ces pays et à la
France l’acheminement du gaz de l’ex-URSS; ils débutent en Allemagne à
Waidhaus et en Autriche à Baumgarten où ils sont connectés au système
tchécoslovaque Transgaz,
• le gazoduc Tag (Autriche) qui achemine du gaz de l’ex-URSS livré à Baumgarten
et destiné à l’Autriche et à l’Italie,
• le gazoduc TransMed qui transporte le gaz naturel algérien jusqu’au nord de
l’Italie via les détroits de Sicile et de Messine,
• les deux systèmes de transport sous-marins qui relient au Royaume-Uni les
gisements de Frigg (Frigg’s System) et de la zone de Brent (Flag’s Line), au nord
de la mer du Nord.
Cet ensemble va continuer à se développer grâce à des extensions en cours de
réalisation ou projetées; les plus importantes sont les suivantes:
• en vue de recevoir sur le continent une partie du gaz naturel des gisements
norvégiens de Troll et Sleipner, le gazoduc sous-marin Zeepipe a été construit
entre Sleipner et Zeebrugge (Belgique). Il est opérationnel en 1993; il sera
prolongé ultérieurement vers le gisement de Troll;
• une liaison trans-Manche entre le Royaume-Uni et le continent est envisagée.
Interconnectant les réseaux britannique et européen, elle permettrait
l’acheminement de gaz de la mer du Nord (norvégienne ou britannique) vers le
continent ou d’autres gaz (ex-URSS, Algérie,...) vers le Royaume-Uni. D’autre
part, une liaison est en cours de construction entre l’Irlande et le Royaume-Uni
permettant aux Irlandais l’accès à d’autres sources d’approvisionnement que
leurs gisements nationaux;
• une nouvelle canalisation, Europipe, accroîtra la capacité d’exportation de gaz
norvégien vers le continent. Son tracé suivrait celui du Norpipe et sa mise en
service est prévue en 1996;

• une décision devrait être prise dans les prochains mois par les autorités
norvégiennes concernant la réalisation du gazoduc Norfra entre la zone
norvégienne de la mer du Nord et la côte française près de Dunkerque; ce
gazoduc serait le plus long gazoduc sous-marin du monde (plus de 650 km);
• un système de transport Midal-Stegal vient d’être construit en Allemagne,
reliant Emden à Ludwigshafen d’une part et à la frontière germano-tchèque
d’autre part, créant une nouvelle liaison entre les gisements de la mer du Nord et
ceux de l’ex-URSS;
• les réseaux français et espagnol sont interconnectés depuis 1993 par un gazoduc
transpyrénéen Lacq-Calahorra, permettant à l’Espagne l’importation de gaz
norvégien;
• le système TransMed entre l’Algérie et l’Italie est en cours de renforcement pour
doubler sa capacité actuelle.
LE TRANSPORT MARITIME
Depuis 1965, le transport maritime du gaz naturel liquéfié s’est fortement développé.
Il représente environ 24% du commerce international et 3,8% de la consommation
mondiale. Les principales chaînes de gaz naturel liquéfié intéressent deux zones
géographiques distinctes:
• le Moyen et l’Extrême-Orient avec des liaisons entre, d’une part, les zones
productrices des îles de la Sonde (Brunei, Indonésie), d’Abu Dhabi, d’Australie et
de l’Alaska et, d’autre part, le Japon, la Corée et Taiwan,
• la zone méditerranéenne et atlantique avec des liaisons entre, d’une part
l’Algérie et la Libye et, d’autre part, des pays consommateurs européens (France,
Belgique, Espagne, Italie) ainsi que les Etats-Unis.
Du fait de la commercialisation future de gaz naturel produit par des gisements de
plus en plus éloignés des zones de consommation, le transport maritime de gaz
naturel liquéfié va se développer très rapide ment d’ici la fin du siècle; de nombreux
projets existent; les plus avancés concernent les liaisons Algérie - Turquie (1994),
Algérie - Grèce (1995-96), Nigeria - Europe de l’Ouest et Nigeria - Etats-Unis (1997),
Qatar - Japon (1998).
COMPARAISON ENTRE DIVERS MODES DE TRANSPORTS
Les capacités de transport de divers moyens utilisés dans les industries de l’énergie
sont très variables. Ainsi, un gazoduc de 600 mm de diamètre peut transporter 15%
d’énergie de plus qu’une ligne électrique double très haute tension (400 kV) et qu’un
gazoduc de 1400 mm de diamètre peut en transporter 9 fois plus.

Le gaz naturel en France
Le gaz naturel, sans avoir un rôle prépondérant, occupe une place importante dans la
satisfaction des besoins en énergie primaire de la France. Pratiquement inexistant en
1950, le gaz naturel représentait en 1993 13,2% de l’énergie consommée. Cette part
devrait se maintenir, voire croître légèrement, dans les prochaines années.
LES APPROVISIONNEMENTS
Les approvisionnements au titre des contrats actuellement en vigueur proviennent
des sources suivantes:
• La production nationale: commencée en 1962, la production du sud-ouest s’est
maintenue depuis 1972 à un niveau de 80 TWh² par an et a commencé à décroître
en 1981. Elle est actuellement d’environ 30 TWh. Une relance de la recherche
d’hydrocarbures est en cours dans diverses régions du territoire national.
• Le gaz néerlandais: les importations de celui-ci ont débuté en 1967; elles ont
atteint leur maximum d’environ 100 TWh au cours de la période 1974-1981. Elles
ont été de 52 TWh en 1991. Le contrat actuellement en vigueur expire en 1996. Il
sera relayé par un nouveau contrat, déjà conclu, portant sur un volume total
d’environ 80 milliards de m3.
• Le gaz algérien: quatre contrats d’achat de gaz naturel liquéfié ont été signés avec
la société algérienne Sonatrach:
º commençant en 1965, pour des quantités annuelles de 6 TWh
º commençant en 1992, pour des quantités annuelles de 6 à 12 TWh
Pour chacun de ces contrats les livraisons sont faites aux terminaux méthaniers de
Fos-sur-Mer et Montoir-de-Bretagne. Le transport maritime est effectué par cinq
navires méthaniers (dont deux de la classe des 125 000 m3) construits en France et
affrétés par le Gaz de France.
• Le gaz russe: trois contrats ont été signés avec Gazexport (initialement
Sojuzgazexport):
2
1 TWh= 1 milliard de kWh

• Le gaz norvégien: quatre contrats ont été conclus dans le cadre d’un consortium
d’acheteurs européens (Gaz de France, Ruhrgas, Gasunie et Distrigaz). Le gaz
provient des gisements de mer du Nord norvégienne, Ekofisk, Eldfisk, Albuskjell
et Tor. Le démarrage de ces contrats s’est échelonné de 1977 à 1979, le niveau de
livraison pour Gaz de France atteignant 27 TWh en 1983.
De nouveaux contrats ont été conclus dans le cadre du consortium d’acheteurs
européens, élargi par la participation de trois autres sociétés allemandes, pour
l’achat de gaz des gisements de Statfjord (depuis octobre 1985), Heimdal (depuis
avril 1986) et Gullfaks (depuis juillet 1987).
En 1986, Gaz de France, Ruhrgas, BEB, Thyssengas, Gasunie et Distrigaz ont
conclu un accord avec les producteurs Statoil, Shell, Saga, Norsk Hydro, Elf et
Total en vue de la mise en valeur du gisement géant de Troll situé sous une
profondeur d’eau de plus de 300 m à une centaine de kilomètres à l’ouest des
côtes norvégiennes. L’accord porte aussi sur le gisement de Sleipner.
Conformément à cet accord, Gaz de France recevra des quantités de gaz
atteignant 8 milliards de m3 pendant chacune des vingt années de la phase
plateau après une montée en régime progressive de 1993 à 2002.
Deux nouveaux contrats ont été conclus en 1994 et début 1995 pour une livraison
globale annuelle de 6 milliards de m3;
A partir de 2005, Gaz de France disposera ainsi d’un total de 15 milliards de m3 de
gaz norvégien par an;
• Le gaz nigérian: en 1992 Gaz de France a signé avec la société NLNG (Nigerian
liquefied natural gas) un contrat de livraison de gaz naturel liquéfié pour une
quantité de 0,5 milliards de m3 à partir de 1997. Ce gaz sera transporté par des
méthaniers affrétés par NLNG et livré au terminal méthanier de Montoir-de-
Bretagne.
LE RESEAU DE TRANSPORT
Parvenu aux frontières françaises ou disponible à la sortie des gisements du sud-
ouest, le gaz naturel est réparti sur l’ensemble du territoire national par un important
réseau de gazoducs de transport. Ce réseau, entièrement interconnecté, mesure
environ 31000 km de longueur (dont 27 000 km pour le réseau Gaz de France). Le
plus gros diamètre utilisé est de 900 mm. Les stations de compression sont au
nombre de 44; les puissances installées dans chaque station s’échelonnent de 1,7 à 43
MW, la puissance totale étant de 480 MW.
L’ensemble du réseau de transport est équipé de postes de manœuvre:
• 2 300 postes de ligne, postes de sectionnement (répartis tous les 10 à 20 km)
permettant d’isoler et de décomprimer un tronçon en cas de nécessité, postes

de coupure permettant l’introduction et la réception de pistons racleurs de nettoyage;
• 775 postes de comptage ou de prédétente pour faciliter le suivi des débits et le
réglage des pressions;
• 3 900 postes de livraison (détente et/ou comptage) situés aux points de
raccordement avec les réseaux de distribution et les installations industrielles
directement alimentées par le réseau de transport.
Les gazoducs enterrés sont protégés par des revêtements extérieurs isolants et
bénéficient en outre d’une protection cathodique active, principalement assurée par
des dispositifs de soutirage (470 postes). Il faut y ajouter environ 80 postes de
drainage destinés à canaliser les courants vagabonds, particulièrement au voisinage
des voies ferrées électrifiées.
Le système de télétransmission du réseau de transport du Gaz de France comprend
environ 1 000 sites surveillés pour plus de 12 500 mesures, signalisations, alarmes,
commandes et réglages. Les principales informations (pression, débit) relatives aux
points importants du réseau sont transmises aux différents centres de surveillance ou
de répartition à partir desquelles on peut contrôler le fonctionnement des ouvrages et
commander à distance les principales manœuvres. Le Centre de répartition national
(CRN) est chargé d’assurer la gestion des mouvements de gaz dans les ouvrages du
réseau principal. A cette fin, il est équipé de calculateurs industriels traitant en temps
réel les données provenant du système de télétransmission. Les centres de
surveillance régionaux (CSR) sont chargés d’assurer la surveillance générale des
réseaux et d’effectuer les mouvements de gaz propres aux réseaux régionaux; leurs
calculateurs sont reliés à ceux du CRN.

QUELQUES ORIENTATIONS TECHNIQUES
La conception des réseaux de gazoducs: orientations générales, tendances
CONCEPTION GENERALE DES RESEAUX
Les caractéristiques essentielles d’un réseau de transport (pression maximale de
service et diamètre des conduites, espacement des stations de compression et taux de
compression) sont déterminées à l’issue d’un processus d’optimisation technique et
économique.
Pour les réseaux terrestres, les pressions de service les plus courantes sont comprises
entre 70 et 100 bar avec un espacement des stations de compression de 110 à 200 km.
Dans quelques cas particuliers, des pressions de 120 bar ont été retenues dans zones
où l’utilisation de stations de compression intermédiaires était limitée (zone
arctique).
Pour les réseaux sous-marins, les pressions de service sont plus élevées; les
contraintes mécaniques généralement imposées aux tubes lors de la pose des
ouvrages rendent nécessaire l’adoption d’épaisseurs plus fortes supportant des
pressions internes élevées. Ainsi la pression des réseaux de mer du Nord est-elle
comprise entre 150 et 170 bar. Dans le cas de gisements de pétrole et de gaz associés,
la tendance s’oriente vers l’utilisation de pressions encore plus importantes afin de
pouvoir évacuer vers la côte, dans une seule conduite et en phase unique, le gaz
naturel et les condensats d’hydrocarbures extraits des gisements.
L’évolution technique et l’augmentation des quantités de gaz transportées ont
conduit à un accroissement progressif des diamètres des canalisations; les premiers
gazoducs de diamètre 900 mm ont été posés dans les années 1960, suivis quelques
années plus tard par des ouvrages de 1200 puis de 1400 mm de diamètre.
L’industrie mondiale (Europe, Japon) est actuellement en mesure de fournir des
tubes de 1600 mm de diamètre pour des pressions de service égales à 100 bar mais
aucun projet dans cette gamme de diamètre n’est aujourd’hui envisagé. L’industrie
française, quant à elle, s’est dotée des moyens nécessaires à la fabrication de tubes de
1400 mm.
Pour les réseaux sous-marins la même tendance à l’accroissement des diamètres est
observée. Toutefois les pressions de service élevées et les difficultés de construction
et de réparation des conduites font qu’on se limite actuellement aux diamètres
d’environ 1000 mm.
Un autre moyen d’augmenter la capacité de transport des ouvrages consiste à
abaisser la température du gaz transporté. Cette technique s’est développée sur
certains réseaux en zone arctique, principalement en ex-URSS. L’industrie française a
contribué à sa promotion; un consortium constitué de Sofregaz (filiale d’ingénierie
du Gaz de France et d’Elf) et de Creusot-Loire a livré les équipements des six stations
de refroidissement du gaz d’Urengoy.

GAZODUCS: CHOIX DES MATERIAUX
Les gazoducs sont constitués de tubes d’acier assemblés par soudage sur chantier
terrestre ou barge de pose en mer.
Le coût des tubes représente une part importante du coût total des ouvrages (30 à
50% à terre, 10 à 20% en mer); par ailleurs la nature du produit transporté et les
exigences de fiabilité des réseaux font que les aspects “qualité” et “performances”
des matériaux sont primordiaux. Un effort important de l’industrie est dirigé vers la
mise au point d’aciers aux caractéristiques élevées et vers des procédés de fabrication
des tubes garantissant une homogénéité de production et des taux de défauts très
bas.
Dans le domaine des aciers les développements sont orientés vers l’amélioration des
caractéristiques mécaniques (limite d’élasticité) et de la ductilité de façon à éviter les
ruptures en domaine fragile. Ces progrès sont atteints sans dégradation des qualités
de soudabilité. Avant 1960, les aciers présentant la plus haute résistance étaient de
type E360 (limite élastique 52 000 psi soit 360 MPa) et avaient une composition
chimique de type carbone-manganèse. Aujourd’hui les aciers jugés économiquement
optimaux sont de type E450 (X65) et E480 (X70). Ces aciers sont des produits à faibles
teneurs en soufre et phosphore, obtenus par micro-alliage avec des éléments divers,
vanadium, niobium, molybdène, nickel, terres rares... Parallèlement à cette
augmentation de la limite élastique, les utilisateurs ont imposé des spécifications de
résilience de plus en plus sévères et introduit des tests nouveaux permettant de
caractériser le mode de rupture (tests Charpy V). Bien qu’aujourd’hui des aciers E620
(X90) et même E680 (X100) puissent être fabriqués par traitement thermique
additionnel, une limite semble avoir été atteinte dans l’emploi de nuances à
caractéristiques élevées pour des projets terrestres. Pour les gazoducs sous-marins, le
recours à ces dernières nuances pourra être justifié dans l’avenir dans le cas de fortes
profondeurs.
Dans le domaine de la fabrication des tubes, la mise en place de systèmes
d’assurance-qualité avec essais et contrôles non destructifs sévères à toutes les étapes
de production de la tôle d’acier et du tube s’est progressivement généralisée. Les
progrès permanents dans l’instrumentation (rayons X, ultrasons, courants haute
fréquence) et le traitement informatique des résultats de mesure devraient permettre
une amélioration de l’homogénéité de production et une meilleure détection des
petits défauts.
STATIONS DE COMPRESSION
La tendance la plus marquante dans la conception des stations de compression est
l’emploi de plus en plus fréquent des compresseurs centrifuges entraînés par
turbines à gaz, les compresseurs à pistons entraînés par moteurs à pistons étant
réservés aux stations ayant le taux d’utilisation le plus élevé. Les turbines à gaz
peuvent être soit des turbines industrielles soit dérivées des turbines aéronautiques.
L’accroissement du coût du gaz carburant a stimulé ces dernières années les
recherches en matière d’économie d’énergie et les dispositifs permettant de récupérer

une partie de la chaleur contenue dans les produits de combustion à l’échappement
des turbines. L’utilisation de cette chaleur pour actionner des turbines à vapeur
combinées aux turbines à gaz est une technique qui commence à être utilisée. Les
autres évolutions dans la conception des stations sont la standardisation et la
modularisation des équipements ainsi que le développement des techniques de
télécommande, télésurveillance et d’automatisation des stations.
La construction des réseaux de gazoducs: orientations générales, tendances
La plupart des gazoducs construits dans le monde sont des gazoducs enterrés et les
chantiers connaissent des conditions climatiques et de terrain qui n’ont rien
d’exceptionnel. Les techniques de pose employées restent classiques; aucun
changement notable n’est intervenu depuis de nombreuses années dans les
différentes opérations de construction: creusement de la tranchée, soudure des tubes,
préparation et remise en état des pistes... Par contre, des améliorations ont
progressivement été introduites dans leur mise en œuvre: amélioration des
procédures de revêtement des tubes, amélioration des techniques de soudage
(vitesse, méthodes telles que fil fourré sans gaz), perfectionnement des techniques de
contrôle aux diverses phases de la construction notamment pour le contrôle des
joints soudés (rayons X, ultrasons...).
Dans deux domaines particuliers des techniques nouvelles ont été développées et des
changements technologiques s’opéreront nécessairement dans l’avenir:
• la pose de canalisations sous-marines qui a entraîné la conception et la
construction de barges spécialement adaptées ainsi que la mise au point de
méthodes de construction spécifiques (pose selon une courbe en S ou en J, pose
par tronçons lestés et allégés). L’accroissement des profondeurs de pose devrait
exiger une évolution des méthodes et technologies;
• la construction en zone arctique pour laquelle les contraintes écologiques (absence
de dégradation du pergélisol), les conditions climatiques et les problèmes
logistiques ont conduit à adapter les techniques traditionnelles. Des progrès sont
encore attendus dans le fonctionnement des engins à basse température, les
techniques de creusement et remblaiement en sol gelé, les conditions de
réalisation d’essais hydrostatiques.
L’exploitation des réseaux de gazoducs: orientations générales, tendances
Grâce aux règles de conception, aux spécifications imposées lors de la construction
des ouvrages tant aux matériaux qu’aux procédures, le transport par gazoduc s’avère
particulièrement sûr. Néanmoins le souci permanent d’accroître la fiabilité des
réseaux a conduit les compagnies gazières à rechercher certaines améliorations en
matière de protection anticorrosion des conduites et de surveillance des réseaux.
Dans le domaine de la protection active anticorrosion, les techniques de protection
cathodique des tubes d’acier sont bien maîtrisées. Le Gaz de France possède sur ce
point une longue expérience industrielle. Les techniques développées de façon
interne ont été mises en œuvre sur les réseaux de gazoducs comme sur d’autres

installations industrielles complexes, usine marémotrice, centrales électriques...
Quant au revêtement des tubes, les efforts ont porté sur l’amélioration de leur qualité
par l’introduction de matériaux nouveaux, polyéthylène, époxy, en remplacement du
brai de houille et du bitume de pétrole.
Pour le contrôle et la surveillance des gazoducs, des progrès importants ont été
accomplis particulièrement dans les techniques de contrôle par voie interne de l’état
des conduites à l’aide de pistons instrumentés ainsi que dans l’enregistrement des
mesures. Des progrès nouveaux sont attendus dans les domaines suivants:
• détection de types de défauts internes ou externes plus variés (la détection des
défauts géométriques est actuellement la technique la plus fiable) et
accroissement de la sensibilité et du seuil de détection des appareils;
• amélioration de la précision de localisation des défauts détectés;
• accroissement de la capacité de stockage d’informations des pistons instrumentés.
Le transport maritime sous forme de gaz naturel liquéfié
Ce mode de transport est utilisé depuis un peu moins de trente ans pour franchir
l’obstacle que constituent les espaces marins. Le gaz naturel, généralement issu d’un
gisement situé à l’intérieur des terres, est d’abord conduit jusqu’au bord de mer par
une canalisation de transport terrestre. Une usine de liquéfaction l’amène à l’état
liquide réduisant son volume dans un rapport de 600 à 1. Après passage dans des
cuves de stockage, nécessaire du fait de la discontinuité du transport maritime, le gaz
naturel liquéfié est chargé dans un navire méthanier. A l’issue du trajet maritime, ce
navire est déchargé dans un terminal méthanier où sa cargaison est à nouveau
stockée avant d’être regazéifiée et émise dans un réseau de transport terrestre. Des
techniques spécifiques ont dû être mises au point pour établir cette chaîne et
l’industrie française a joué et continue de jouer un rôle primordial dans ces
recherches et ces réalisations.
LA LIQUEFACTION
Le produit que l’on veut obtenir est du gaz naturel liquide sous une pression voisine
de la pression atmosphérique normale, c’est-à-dire à une température d’environ -
160°C. Pour cela, la technique est très proche, au moins dans son principe général, de
celle utilisée dans les réfrigérateurs domestiques.
Dans les premières installations telle celle d’Arzew en Algérie, le refroidissement du
gaz naturel était obtenu par passage dans une série (cascade) de machines
frigorifiques utilisant comme fluides frigorigènes des hydrocarbures purs à
température d’ébullition de plus en plus basse, par exemple successivement du
propane, de l’éthylène et du méthane pur. Des procédés n’utilisant que deux fluides
frigorigènes ont été mis au point pour simplifier les installations et limiter les
investissements, en particulier en moyens de compression. Les fluides sont le plus
souvent des mélanges d’hydrocarbures légers. Un tel mélange est utilisé comme
fluide frigorigène unique dans le procédé Tealarc élaboré par les sociétés françaises

L’Air liquide et Technip et employé dans l’usine algérienne de liquéfaction de
Skikda.
LES NAVIRES METHANIERS
A partir du moment où il quitte les installations de liquéfaction, le gaz naturel
liquéfié est stocké et transporté sans qu’un apport de froid supplémentaire lui soit
fourni. Il se trouve en état d’ébullition naturel du fait de la différence entre sa
température et celle du milieu ambiant. Tout l’art du technicien consiste à limiter
cette ébullition. Le principe est toutefois simple; c’est celui de la bouteille Thermos.
La réalisation en est plus complexe de par les effets de la très basse température du
gaz naturel liquéfié qui entraînerait la fragilisation et la contraction des matériaux
ordinaires avec lesquels il se trouverait en contact. Les nombreuses techniques
proposées pour la construction de navires méthaniers peuvent être réparties en deux
catégories.
LES CUVES AUTO PORTEUSES
Il y a indépendance entre les cuves calorifugées qui contiennent le gaz naturel
liquéfié et la coque de navire qui les supporte. Ce principe a été retenu lors de la
construction du méthanier Jules Verne en 1964: sept cuves cylindriques d’une
capacité totale de 25 000 m3 selon une technologie Worms - Gaz de France. Celle-ci
n’a pas connu d’autres applications mais le Jules Verne (actuellement rebaptisé
Cinderella) détient le record du nombre de voyages effectués par un navire
méthanier.
Une autre technique utilisant des cuves auto-porteuses, de forme sphérique, est par
contre fortement répandue (33 méthaniers). Il s’agit de la technique norvégienne
Moss-Rosenberg. Elle autorise de fortes capacités puisque 29 de ces méthaniers
peuvent transporter chacun environ 125 000 m3.
LES CUVES INTEGREES A LA COQUE DU NAVIRE
Contrairement aux cuves auto-porteuses les cuves intégrées sont uniformément
appuyées sur la coque du navire qui constitue l’enveloppe résistante absorbant les
contraintes mécaniques dues à la cargaison. Elles comprennent, de l’extérieur vers
l’intérieur:
• la double coque du navire
• une isolation thermique rigide transmettant vers la coque les efforts de la
cargaison
• une barrière de sécurité pour contenir les fuites éventuelles
• une membrane d’étanchéité qui forme le réservoir proprement dit.
Deux techniques seulement sont commercialisées, mises au point par deux sociétés
françaises, Gaz-Transport et Technigaz. Elles équipent près de 50% de la flotte
méthanière existante. Elles diffèrent pour l’essentiel par la nature de la membrane
d’étanchéité qui, pour Gaz-Transport, est une membrane plane de 0,7 mm

d’épaisseur en acier Invar à 36% de nickel, alors que Technigaz utilise une membrane
gaufrée de 1,2 mm d’épaisseur en acier inoxydable chrome-nickel 18-10.
LES RESERVOIRS TERRESTRES
Le gaz naturel liquéfié est stocké dans des réservoirs terrestres avant chargement des
méthaniers dans l’usine de liquéfaction et après déchargement au terminal
méthanier. Comme sur les navires, les cuves de stockage terrestre peuvent être auto-
porteuses ou à membrane. Ces deux techniques ont été utilisées dans le terminal
méthanier mis en service en 1982 par le Gaz de France à Montoir-de-Bretagne. C’est
l’un des plus importants du monde pour sa capacité de réception, plus de 10 millions
de m3 de gaz naturel liquéfié par an. Deux réservoirs de 120 000 m3 de capacité
unitaire ont été construits par la société BSL-Technigaz et utilisent donc la membrane
Technigaz décrite ci-dessus. L’enveloppe extérieure est en béton précontraint de 90
cm d’épaisseur. L’isolation thermique latérale est constituée de panneaux de chlorure
de polyvinyle. Un troisième réservoir de même capacité a été mis en service en 1984.
Réalisé par les Constructions métalliques de Provence (CMP), il est constitué d’une
cuve auto-porteuse interne en acier à 9% de nickel dont l’épaisseur varie de haut en
bas de 9,5 mm à 25,8 mm avec un toit suspendu en aluminium. L’isolation est assurée
par de la perlite et de la laine de verre, l’enveloppe extérieure étant, comme pour les
autres réservoirs, en béton précontraint de 90 cm d’épaisseur.
LES INSTALLATIONS DE REGAZEIFICATION
Un terminal méthanier est un ensemble relativement complexe où sont mises en
œuvre les techniques cryogéniques les plus modernes. Les terminaux méthaniers
étant construits en bordure de mer, des échangeurs de température où circulent,
d’une part le gaz naturel liquéfié, d’autre part de l’eau de mer assurent la
regazéification. En secours ou en complément la plupart des installations
comprennent des regazéifieurs autonomes utilisant le plus souvent des brûleurs à
combustion submergée.
Le stockage du gaz naturel
Le transport à grande distance de gaz naturel, qu’il s’effectue par canalisation ou par
voie maritime, nécessite des dépenses d’investissement considérables. Celles-ci sont
engagées après conclusion d’un contrat d’achat de gaz naturel liant un vendeur (ou
un consortium de vendeurs) et un acheteur (ou un consortium d’acheteurs). Pour
assurer une rentabilité correcte des capitaux investis, ces contrats sont généralement
de longue durée (15 à 25 ans) et comportent un certain nombre de clauses
restreignant fortement les possibilités de modulation des enlèvements annuels et
intra-annuels.
Le gaz acheté au titre de ces contrats est revendu, directement par l’acheteur ou par
l’acheteur ou par l’intermédiaire de sociétés de distribution, sur un marché
consommateur. Une part, le plus souvent assez importante, de cette consommation
de gaz naturel satisfait des besoins de chauffage de locaux. Par exemple, pour la

France, cette part est supérieure à un tiers. De tels besoins se traduisent par une
modulation saisonnière fort importante. C’est ainsi que la France consomme près de
quatre fois plus de gaz naturel en janvier qu’en août. Il n’y a donc pas adéquation
entre ces besoins saisonniers très modulés et des disponibilités presque constantes du
fait de la rigidité des contrats d’importation.
Heureusement, le gaz naturel, comme tout fluide, est stockable. Il est donc possible et
nécessaire d’installer, près des marchés consommateurs, des capacités de stockage.
Celles-ci peuvent être de plusieurs types:
• les gazomètres: ce type de stockage est très utilisé, avec diverses techniques,
lorsqu’il s’agit d’un gaz produit en usine à partir de charbon ou de produits
pétroliers. Cette production, à l’origine de la plupart des industries gazières
nationales, reste importante dans certains pays (Japon) mais a disparu en France
au profit du gaz naturel. De plus, le rôle de ces gazomètres était limité au lissage
journalier et intra-journalier de la demande (le plus souvent locale) pour éviter
des variations trop rapides du fonctionnement des usines. Ils ne pouvaient
répondre à un besoin de régulation saisonnière.
• les gisements épuisés: lorsqu’un gisement de gaz naturel est considéré comme
épuisé et que sa situation géographique et sa configuration géologique sont
favorables, il peut être utilisé comme stockage saisonnier. Les Etats-Unis ont
fortement développé cette technique car ils disposaient, de par l’ancienneté de
leur industrie du gaz naturel, de nombreux sites exploitables à cette fin. Ce n’est
malheureusement pas le cas dans la plupart des autres pays gaziers et, en
particulier, en France.
• les stockages en nappe aquifère: comme la précédente, il s’agit d’une technique
de stockage souterrain. On réalise artificiellement un gisement de gaz dans une
roche poreuse et perméable surmontée d’une couche de terrain imperméable
ayant généralement la forme d’un dôme. Un réservoir souterrain de ce type
comporte donc, pour l’essentiel, un anticlinal de roche imperméable qui coiffe un
terrain perméable imprégné d’eau où sera stocké le gaz. Celui-ci, injecté par des
puits semblables aux puits d’exploitation des couches pétrolifères, prend la place
de l’eau dans la roche réservoir constituée de sable, de grès ou de calcaire. La
pression du gaz dans cette roche reste voisine de la pression naturelle de la nappe
aquifère. Le soutirage du gaz s’effectuera par détente en utilisant les mêmes puits
qu’à l’injection. Pour le bon fonctionnement technique du réservoir, un “coussin”
de gaz, qu’on ne cherchera pas à récupérer en régime normal d’exploitation,
demeure en place à la fin du soutirage, réduisant la capacité utile du réservoir à
environ la moitié du volume total stocké.
Cette technique, apparue aux Etats-Unis, a été introduite en Europe par le Gaz de
France qui, dès 1956, a mis en service le réservoir en nappe aquifère de
Beynes supérieur. Actuellement, en France, 12 réservoirs de ce type sont en
exploitation (deux d’entre eux appartenant à la Société nationale Elf-
Aquitaine) ou en cours de remplissage. La capacité utile globale représente plus
du quart de la consommation annuelle de gaz naturel. Le développement

.futur de cette capacité nécessite de rechercher et d’équiper des sites géologiques
adéquats. Il faut souligner que les techniques de recherche et d’exploitation, très
proches de celles utilisées par l’industrie pétrolière, sont complexes et coûteuses, en
particulier du fait d’un taux de réussite assez faible: sur cinq sites repérés, étudiés et
explorés de façon plus ou moins approfondie, un seul en moyenne se révèle apte à
être utilisé comme stockage de gaz.
• les stockages en cavités salines: il s’agit d’une technique relativement récente. Le
principe en est le suivant: lorsqu’il existe dans le sous-sol des massif salifères
compacts et d’épaisseur suffisante, on y réalise des cavités profondes en
dissolvant le sel par injection d’eau douce et en évacuant la saumure. D’une forme
voisine de celle d’une poire ou d’une bouteille, ces cavités ont un volume
géométrique de 200 000 à 400 000 m3. Le gaz y est stocké sous forte pression
(pouvant atteindre 220 bar), le soutirage s’effectuant par simple détente jusqu’à
une pression voisine de 80 bar.
Sur un même site, on creusera généralement plusieurs cavités afin d’obtenir un
volume global suffisant. La saumure formée lors du lessivage peut être utilisée
par l’industrie chimique, en tant que matière première pour la production de
chlore et de soude. C’est le cas pour les trois sites de stockage de ce type exploités
par le Gaz de France.
Toutefois, la comparaison des caractéristiques des stockages en nappe aquifère et en
cavités salines a amené le Gaz de France à privilégier la première technique dans sa
politique de développement des réservoirs souterrains. En effet, elle permet le
stockage de volumes importants (régulation saisonnière et constitution d’un stock de
sécurité). Par contre, le stockage en cavités salines est particulièrement intéressant
pour la couverture des pointes extrêmes de consommation puisque, rapporté au
volume en stock, le débit de soutirage instantané peut atteindre des valeurs plus
élevées que celui des stockages en nappe aquifère.
L’importance de ce dispositif de stockage a permis au Gaz de France et à l’ensemble
de l’industrie gazière française d’acquérir une expérience et un savoir-faire en grande
partie originaux. En particulier la Direction des études et techniques nouvelles du
Gaz de France met en œuvre d’importants moyens humains et matériels dans les
domaines, d’une part, de la recherche et de l’exploration de nouveaux sites, d’autre
part, de la maintenance des différents puits (exploitation, contrôle) équipant les sites
exploités. Ces moyens répondent, bien sûr, aux besoins propres au Gaz de France
mais sont également disponibles pour toutes demandes émanant de sociétés gazières
étrangères.

CONCLUSION
Le gaz naturel doit dans l’avenir occuper une place de plus en plus importante dans
la satisfaction des besoins en énergie du monde entier et, en particulier, de la France.
Les réserves existent et s’accroissent mais leur situation géographique par rapport
aux zones consommatrices entraînera un fort développement du commerce
international et donc des divers moyens de transport à grande distance. Cette place
croissante occupée par le gaz ne devrait pas, toutefois, en faire un élément directeur
sur le marché mondial de l’énergie (sauf exceptions localisées, comme les Pays-Bas).
Le commerce international du gaz naturel devrait donc continuer à être soumis à des
contraintes extérieures (telles que la concurrence des autres énergies) qui s’ajoutent à
ses contraintes propres (en particulier l’importance des investissements nécessaires à
la réalisation des chaînes de transport terrestres ou maritimes). Les développements
à venir restent donc liés à une bonne entente réciproque entre producteurs et
consommateurs afin de satisfaire au mieux les intérêts à long terme des uns comme
des autres.

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